渤海油田浅层沉砂卡钻处理新技术

李 波

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)①

随着海洋石油新区勘探不断扩大，钻井深度日益增加，钻遇地层数越来越多；海上油气田开发井型已由以往单一常规定向井模式向大斜度井、大位移井及水平井转变，势必造成钻遇井漏地层的几率也随之增加，因井漏造成卡钻[1-4]的事故也会越来越频繁。例如渤海油田垦利10-4A10井，因漏致卡发生了井下事故。本文通过分析该事故的发生原因，通过采用新工艺，成功解卡被埋钻具，保证了海上油气田钻井安全和钻井时效[5]。

1 井况介绍

1.1 地质分层及断层信息

垦利10-4区块位于渤海南部莱州湾海域，平均水深约15 m；钻遇地层从上到下依次为第四系平原组、新近系明化镇组、馆陶组以及古近系东营组和沙河街组。主力含油层段位于沙河街三段，该区块以砂岩为主，泥质胶结，胶结疏松[6]。

该区块内共有20条断至海底断层，其中有5条是通过搭接别的断层断至海底，其他15条断层直接断至海底。目的层段直接断到海底断层为F1，F2，F3，F4，F5，F6，F7，F11，F18；浅层直接断到海底断层为F8，F9，F10，F16，F17，F20；与断到海底断层直接相搭为F12，F13，F14，F15，F19(如图1)。在海拔深度-1 086 m处，A10井与F4相距30 m,在海拔深度-1 675 m处，A10井与F5相距80 m。

图1 垦利10-4区块构造断层分布示意

1.2 井身结构

A10为常规定向井，最大井斜45.5°，该井为单筒双井中的长筒，设计井深3 085 m，垂深2 315.9 m。井身结构为三开，即ø762 mm+ø311.15 mm+ø215.9 mm，如图2所示。

图2 A10井井身结构

2 钻具遇卡过程及分析

2.1 遇卡过程

A10井二开钻进至2 268 m，泵压由19.4 MPa降至16.15 MPa，井口忽然失返，循环池液面迅速下降，排查地面循环系统均正常，从而确定井下发生漏失，漏点在井底；利用固井泵通过压井管汇持续向环空泵入堵漏泥浆，顶替期间井口返出正常；倒划眼短起至1 685 m，期间频繁憋压、憋转矩，倒划眼参数为排量2 900～3 000 L/min、泵压12～13 MPa、转速40～50 r/min、转矩20～27 kN·m。突然憋压2 MPa，井口再次失返，处理方法和上述相同，类似情况出现高达5次，累计漏失钻井液571 m3，处理耗时111 h。期间多次将钻具起至安全井段，尝试憋压打通钻具，尝试均以失败告终(最高憋压至34.5 MPa×5 min)。于是决定起钻检查钻具并处理井下漏失，起钻至527.2 m，起钻困难，接顶驱尝试小参数倒滑眼起钻，倒滑眼起钻至526.4 m时，转矩忽然憋至32 kN·m，顶驱憋停，立即下放钻具至顶驱悬重，钻具未能通过卡点。

2.2 原因分析

3 处理方案

针对A10井钻具浅层卡钻的情况，预备了3套解卡方案。方案1——解卡剂解卡；方案2——“微扩孔工具+随钻堵漏工具”工艺扩孔解卡；方案3——爆炸松扣解卡。施工按方案1—2—3先后顺序实施。其中方案1、方案3为常规解卡工艺，方案2为新工艺。

3.1 工具结构及原理

3.1.1 微扩孔工具

微扩孔技术是相对于常规扩眼技术而言，常规扩孔的井眼的井径扩大率一般在18%以上，微扩孔的井径扩大率在8%以内[8]。微扩孔工具[9]主要由本体、PDC齿及保护柱等组成，如图3所示。母螺纹与上部钻柱连接，公螺纹与下部钻柱连接。螺旋刀翼采用偏心结构，通径比钻头尺寸小，而扩孔后比原井眼稍大(0.125～0.375 mm)；4个长刀翼主要用于扩孔及修整井壁；4个短刀翼主要用于修正井壁。保护柱高出刀翼表面0.5～1.0 mm，目的是避免下钻通过套管时，PDC齿切削套管内壁及保护PDC齿免于磕碰失效。

图3 微扩孔工具结构示意

钻井作业过程中，转盘或顶驱转动，由于螺旋刀翼偏心结构设置，PDC齿会在离心力作用下切削井壁，从而实现扩径，如图4。同时，上提下放钻柱过程中，可以实现向下正划眼和向上倒划眼，继而消除轻微狗腿和搅动岩屑床，省去短起下钻，适应于页岩钻井、大位移井钻井、蠕变盐岩钻井及膨胀页岩钻井等。

图4 扩孔原理示意

3.1.2 随钻堵漏工具

随钻堵漏工具主要由外筒、固定套、压帽、球座、导向销、换向套、碟簧、芯轴、浮式活塞及挡环等组成[10]，如图5所示。其中，球座包括上球座、中球座及下球座，上球座和下球座具有“记忆功能”，可以反复多次使用。钻井过程中，随钻堵漏工具连接在钻杆之间随钻下入，一般而言，其旁通孔处于关闭状态。当钻进过程出现井漏时，立即停止钻进，投开关球并小排量顶替使其坐封在上球座，提高排量到一定程度，碟簧被压缩，芯轴下移，导向销使得换向套换向，继续提高排量，开关球脱离球座，此时旁通孔被打开(如图5)；接着投隔离球，其坐封在下球座上，井口泵入堵漏材料从旁通孔流出，从而实现堵漏作业；井漏作业处理完毕后，再次投入开关球，提高排量到一定程度，开关球和隔离球均脱离球座，在碟簧回复力作用下，芯轴上移，旁通孔则被关闭。当井下再次发生井漏时，需再次堵漏，则重复上述操作，因此，一趟钻可实现多次堵漏作业，其开或关的次数取决于工具下面的捕球器的容量。同时，该工具能有效地保护了钻具组合底部螺杆钻具、旋转导向工具、MWD等精密工具，并能冲洗防喷器的开口。

图5 随钻堵漏工具结构示意

3.2 处理过程

在没有百分之百确定是沉砂卡钻情况下，首次采用了比较保守方式——解卡剂解卡方式。利用固井泵由压井管汇向环空灌注高浓度的烧碱溶液，压力不高于2 MPa，累计灌注量35 m3，稳压10 min，泵压下降0.15 MPa；期间上下活动钻具，泄压后上提钻具至中和点悬重，蹩转矩至27 kN·m，迅速下放钻具，悬重恢复至正常下放悬重；倒滑眼起钻至526 m，起钻困难，钻具仍不能通过卡点526 m，至此首次解卡以失败而告终。同时，大量泥岩贴在起出钻杆外壁被带出，由此推断339.7 mm(13英寸)套管鞋至526 m钻具被沉砂掩埋而卡钻，甚至339.7 mm套管内也有可能有大量泥沙存在。

首次解卡失败后，再次分析讨论，决定采用新工艺扩孔解卡。根据现场实际情况，实施新工艺主要技术难点为：①堵漏作业过程中，井下钻具内部水眼已被堵漏材料堵死，无法建立循环通道，因此，新工艺必须自带旁通孔，建立自己独立的循环通道；②大量泥岩贴在起出钻杆外壁被带出，推断339.7 mm套管内很有可能有大量泥沙存在，极有可能需旋转下钻清理套管内泥沙，最大扩孔范围不能超过339.7 mm套管(J55)的内径317.9 mm。

起钻至卡点(526 m),钻台连微扩孔工具和随钻堵漏工具(旁通孔打开)，微扩孔工具位于随钻堵漏工具之上，311.2 mm(12英寸)井眼用微扩孔工具，通径尺寸303 mm,扩孔直径316 mm<339.7 mm套管内径，清理泥砂过程中，降低了损伤339.7 mm套管的风险；随钻堵漏工具旁通孔则可以作为新的循环通道，返出扩孔后岩屑。扩孔参数：钻压30 000～70 000 N,排量2 900～3 500 L/min，泵压1.4～1.6 MPa,转速30～60 r/min，转矩16～27 kN·m。逐步下钻下划眼扩孔至1 123 m(微扩孔工具在584 m),再反复2次倒划眼短起至339.7 mm套管鞋处，振动筛处返出大量粘软细碎岩屑，期间在477～484 m井段、552～565 m井段频繁憋转矩，此次累计扩孔用时7 h，扩孔进尺148 m，最终成功解卡被埋钻具；接着组合通井堵漏钻具进行堵漏作业，钻具组合：311.2 mm(12英寸)Cone-Bit+X/O+203.2 mm(8英寸)F/V+203.2 mm(8英寸)DC×3+203.2 mm(8英寸)(F/J+JAR)+X/O+139.7 mm(5英寸)HWDP×14+139.7 mm(5英寸)DP×5+X/O+随钻堵漏工具，下钻至1 220 m时，划眼非常困难，于是决定起钻，1 200 m处打水泥塞进行侧钻。

4 结论

1) 沉砂卡钻是疏松地层比较常见卡钻形式，处理不当则会掩埋钻具造成井眼报废，常规处理方法难度大、费用高；通过采用“微扩孔工具+随钻堵漏工具”工艺成功处理了垦利10-4A10井沉砂卡钻事故。

2) 了解将钻井井段是否有断层，断层段长度及延伸方向，如确认在将钻井段有断层出现，则要在钻具组合中加随钻堵漏工具，防止堵漏过程中，堵漏剂堵塞钻头水眼无法形成循环通道的情况。

3) 渤海油田上浅部地层疏松，井眼蠕变周期短，井壁易坍塌掉块，钻进过程，要勤倒划眼短起并定期扫稠膨润土浆携砂，防止沉砂卡钻。

4) 随钻堵漏工具利用投球实现旁通孔开关，形成新的循环通道，主要用于堵漏作业和冲洗井筒内沉砂并携带出井底。

5) 选用微扩孔器最大扩孔井径316 mm(<339.7 mm套管内径)，在清理套管内壁泥砂时，最大程度地降低了对套管内壁的损伤。

6) 针对疏松地层常见的沉砂卡钻方式，建议采用“微扩孔工具+随钻堵漏工具”扩孔解卡新工艺，该工艺具有简单实用、可靠性高及处理费用低等优点。